220kV源江变电站现场运行规程(220kV线路部分)

220kV源江变电站现场运行规程(220kV线路部分)（共5篇）

1.220kV源江变电站现场运行规程(220kV线路部分) 篇一

实验十 220KV(仿一回线路倒闸操作)

一、实验的目的

1.熟悉220KV变电站仿真软件操作及功能界面。2.掌握220KV变电站线路倒闸操作的基本步骤。3.了解实际现场线路倒闸操作与理论有何区别。4.正确理解操作票的意义。

二、实验内容 1、220KV变电站仿真软件操作及功能界面的简单介绍。

1.设备区：其中最右边的双母分段带旁母就是220KV的对应设备，它包含了8路出线，在每一路出线上都有一个断路器标号，如仿一回线的QF21，点击标号可以进入到相应的设备区进行一系列的倒闸操作。在这个220KV的线路上还可以看到旁母、母联、主变的连接方式。最左边是110KV的设备配电装置，在这里同样可以看到它有4回出线，点击相应的标号可以进入到相应的设备区进行一系列的操作。中间是2个主变压器，它将110KV与220KV联络起来了。最下面是进入一些区的快捷方式图标。

2.主控室：其实就是一个中央监视中心，在这里它包含有所有线路及设备的监视，假如有某一回线路出现故障，在相应的此回路出线上的指示灯就会闪烁，给以提示，同时开始报警，在任何一会出线上也都对应有相应的断路器标号，点击可以进入到相应的断路器远程控制开关，在这里我们可以断开设备区的断路器。同时相应的光字牌开始掉牌。

3.继电保护室：在这里包含了所有线路及设备的继电保护，可以看到有很多的保护柜，点击进入可以看到220KV的线路有2套保护，而110KV的线路有1套保护，且重合闸的控制也在此。

4.调度命令：可以看到操作票的书写格式，正确理解操作票的意义，在电厂、变电站需要维修或停电或送电，其中的一系列操作步骤都需要书写操作票，按照操作票来操作，而且所有的操作也不是一个人就可以完成的。下方是对应的断路器对侧的电源开关。

5.事件记录：我们进行的一些关键的操作步骤在此都可以显示出来，就是你现在进入了哪个区，进行了什么操作，都有记录，举例说明。这个界面就是我们用来给学生考试用的凭证，我们保存下来几可以给出相应的答案。

6.教练员站：此界面例举了各种各样的故障类型，今天我们不来介绍了，同学们可以在此自己设置故障，自己解决。重点讲解程序控制，在这里就是你打开软件后，对软件初始化的地方，我们一般的步骤就是启动模型，运行模型，调入工况。工况其实就是我们进入界面的初始状态，我们选择4号工况---正常运行状态。

7、举例说明（仿一回线路QF21倒闸操作）。

附：操作票

仿一回（QF21）线路停电检修操作票

启动模型、运行模型、调入4工况，检查一下你的软件是否处于正常工作状态（进入设备区，点击仿一回线路QF21，进入，点击线路上的小球，如果闪烁就表示是有电，正常工作，反之，不正常，检查原因。

调度命令已断开仿一回线路对侧电源；

【进入调度命令界面，断开仿QF21对侧断路器】（为以后推地刀作准备）

1、得令

2、检查仿一回QF21、QS216、QS211三相均在合闸位置； 【进入设备区界面，分别点击QF21、QS216、QS211操作箱，检查开关的合闸状态】

3、停仿一回QF21重合闸（保护屏上重合闸方式开关把手置停用位置、解重合闸出口压板）； 【进入继电保护室界面，点击仿一线继电保护屏，操作重合闸方式开关把手置停用位置、解重合闸出口压板。注意：仿一线继电保护有双屏】

4、断开仿一回QF21开关；

【进入主控室界面，点击仿一回控制屏，操作断开仿一回QF21开关】

5、检查仿一回QF21三相已经断开;【进入设备区界面，点击QF21操作箱，检查仿一回QF21三相已经断开】

断开时红色标签在下方。

6、退仿一回QF21动力电源；

【关闭QF21操作箱中电源】 断开断路器的执行机构的电源，此时即使有外来信号断路器也不会合闸了。

7、断仿一回QS216刀闸（先断负荷侧刀闸）；

【点击QS216刀闸操作箱，操作断开QS216刀闸】 注意刀闸的形状。

8、检查仿一回QS216刀闸三相已经断开；

【在设备区界面检查仿一回QS216刀闸三相已经断开】

9、退仿一回QS216动力电源； 【关闭QS216动力电源开关】

10、断仿一回QS211刀闸；

【点击QS211刀闸操作箱，操作断开QS211刀闸】

11、检查仿一回QS211刀闸三相已经断开；

【在设备区界面检查仿一回QS211刀闸三相已经断开】

12、退仿一回QS211动力电源； 【关闭QS211动力电源开关】

13、在仿一回线路侧三相验电；

【点击仿一回线路模型验电点，红灯闪则表示有电，否则无电】

14、合仿一回QS219地刀；

【点击QS219地刀操作箱，操作合上QS219刀闸。注意：先打开闭锁】

15、检查仿一回QS219地刀三相已经合好； 【检查QS219地刀三相已经合好】 看地刀形状

16、在211刀闸与21开关之间三相验电；

17、合仿一回QS215地刀；

18、检查仿一回QS215地刀三相已经合好； 【检查QS215地刀三相已经合好】 看地刀形状

19、在216刀闸与21开关之间三相验电； 20、合仿一回QS218地刀；

21、检查仿一回QS218地刀三相已经合好； 【检查QS218地刀三相已经合好】 看地刀形状

22、退仿一回QF21保护出口压板及其它压板；

【进入继电保护室界面，点击仿一线继电保护屏，退仿一回QF21保护出口压板及其它压板。注意：仿一线继电保护有双屏】

23、退仿一回QF21操作电源；（指得是断断路器的电源）

【进入继电保护室，操作停直流屏上5-8上仿一回QF21的两回操作电源】

24、退仿一回QF21信号刀闸； 【进入主控室，点击“220kV屏后设备”，断开QF21信号刀闸】

25、设置安全措施(挂标示牌)；

【进入主控室，点击QF21控制屏，挂上“禁止合闸，有人操作”标示牌。注意：标示牌在界面最下处，把界面向上移可看见】

26、汇报

3、学生开始练习，最后保存工况。

三、心得体会

2.220kV源江变电站现场运行规程(220kV线路部分) 篇二

20世纪80年代投运的某220kV常规变电站经多年运行, 其综合自动化设备已难以适应新形势下电网调控的要求。首先是全站断路器无法进行远程遥控, 只能在控制屏上手动操作;其次各线路的功率依赖常规变送器, 而变送器的精度偏差较大, 严重影响该站的考核数据, 且该站上送的告警和变位的遥信信息极为有限, 远方主站对该变电站存在较大的监控盲点[1,2]。因此, 决定在常规停电检修间隙期对该站部分线路自动化设备进行改造。

该220kV变电站一次设备虽然配置了主流的保护装置、故障录波器、电能计量设备和防误闭锁设备, 但在监控方面仍然依赖技术老旧的控制屏, 如图1所示。运行人员通过屏上的电流表、电压表、功率表等实现对运行设备交流量的监控;通过屏上的光字排和事故音响实现对变位信息、告警信息的收集;通过屏上的开关控制把手实现一次断路器的分合;通过编码锁来实现防误闭锁[3]。

远方主站对该站数据的监控是通过模拟量 (电压、电流) 经遥测转接屏的功率变送器由公用测控发送至远动装置实现的, 其中信号传递方向为保护装置变位信号→遥信转接屏→公用测控→远动装置。

综上所述, 这套监控系统已完全不能适应目前国网、省调控部门对监控数据的严格要求, 亟待改造。

2 工程概况

由于此次改造的2条220kV线路一次、二次设备配置相同, 文中不再重复叙述。

(1) 220kV一次设备采取各间隔轮停的方式进行改造, 新上的测控装置为南瑞科技的NSD-500M智能测控装置。

(2) 撤销所改间隔的控制屏监控功能、信息转接功能, 一并由新上的测控装置实现。

(3) 断路器端子箱至保护室内的长距离电缆保留, 且不再敷设至户外的长距离电缆。

(4) 新上的测控装置具备老控制屏的所有功能, 并实现与远方主站的通信。

(5) 完善改造间隔的站内后台。

另外, 本期改造的220kV线路的保护配置为:2套保护共用南瑞继保的CXZ-12R操作箱。

第1套保护:南瑞科技的线路保护装置CSC101, 重合闸和断路器辅助保护装置CSC122A和收发信机CSY-102AZ。

第2套保护:南瑞继保的RCS-931线路保护装置。

3 安全措施

(1) 该变电站的220kV部分为双母接线, 改造期间220kV线路为检修态, 即断路器QF、断路器正母隔离开关1G、断路器副母隔离开关2G、线路隔离开关3G均为分位, 断路器母线接地闸刀2GD、断路器线路接地闸刀3GD1、线路接地闸刀3GD2均为合位, 如图2所示。

(2) 继保室内的改造设备和运行设备要做好隔离。

(3) 施工中涉及拆接线的屏内带电端子要做好隔离。

(1) 保护屏的交流电压、直流带电端子要做好隔离。

(2) 计量屏内的运行间隔要做好隔离 (计量电流串接在测控电流后) 。

(3) 遥信、遥测转接屏内的运行间隔要做好隔离。

4 实施要点介绍

4.1 本期改接的回路

(1) 电流回路 (如图3所示) 。目前:户外端子箱→模拟屏→计量装置→变送器 (遥测转接屏) 。改造后:户外端子箱→测控装置→计量装置。

(2) 电压回路 (如图4所示) 。目前:保护屏内操作箱切换后的电压→控制屏→变送器 (遥测转接屏) 。改造后:保护切换后的电压→测控装置。

(3) 信号回路。以原控制屏上光字牌为准, 涉及断路器本体信号、第一套和第二套保护装置、收发信机的变位信号。

4.2 本期增加的回路

(1) 由于上期在控制屏上和遥信转接至远动的断路器位置信号均为三相一体的信号, 且均为操作箱开出信号, 而本期改造后采用的是断路器三相分相位置, 故取消上期位置回路, 利用操作箱上的空余接点 (如图5所示, TWJ、HWJ为断路器三相位置指示继电器) 。

(2) 断路器正母隔离开关1G、断路器副母隔离开关2G位置沿用上期回路, 操作箱原理图如图6所示, 1YQJ1、2YQJ1为操作箱上电压切换继电器。

(3) 对于直流回路, 由于上期直流采自控制屏顶的直流小母线, 而随着测控屏的逐步改造, 直流小母线将退役, 因此需引用直流馈线屏上的备用直流。直流馈线部分为两路直流分段结构, 本期工程分别引用独立的DC1、DC2作为改造间隔的第一路直流电源和第二路直流电源, 具体原理图如图7所示。第一路直流供给测控装置、测控信号和操作箱第一路控制电源, 第二路直流独立作为操作箱第二路控制电源, 以此和220kV线路保护装置的双重化配置相对应[4]。

5 结束语

本文介绍了某220kV变电站220kV线路控制屏的改造方案, 为完善测控装置功能, 从交流回路、信号开入回路、电源回路等方面阐述工程改造中遇到的问题及解决方案。该工程的改造经验对类似工程的设计和实施具有很好的借鉴意义。

参考文献

[1]赵昕, 韩潇, 王春雨.220kV测控装置在变电站中的应用及检测[J].电力系统保护与控制, 2009, 37 (22) :146~151

[2]黄国方, 徐云燕, 奚后玮, 等.新型超高压变电站测控装置的研制[J].电力系统自动化, 2005, 29 (6) :98~100

[3]史贵孟.220kV变电站防误研究[D].杭州:浙江大学, 2011

3.220kV源江变电站现场运行规程(220kV线路部分) 篇三

1 220kv输电线路维护特点

在我国220kv输电线路的的运行维修管理工作中, 主要具有以下几个特点:

(1) 220kv输电线路多处于室外露天场地, 环境条件较为复杂, 在日常的管理和维修中受天气因素的干扰较大, 加上220kv输电线路的线路环境复杂且线路较长, 这些都给其维护工作带来了不小的难度。

(2) 220kv输电线路的杆塔较高, 宽度较大, 因此对输电线路的维护工作也需要宽度较大的通道, 增加了维护难度系数。

(3) 随着现代化经济技术的不断发展和进步, 智能型电网应用越来越广泛, 这些都在很大程度上推动和发展了各种新型的输电线路材料, 各种输电线路的新技术也相继应运而生, 新科技和新材料的发展也在一定程度上提高了输电线路的维护难度。

2 运维管理现状

就目前而言, 我国220kv输电线路在运行和维护管理方面的工作还有很大的提升空间。主要原因是我国的220kv输电线路的运维队伍的专业水平和人员配置都存在较大的差距。

(1) 由于目前我国不同地区的输电线路分别归为不同地区的供电局负责管理, 如果220kv输电线路出现质量和安全隐患的部位跨越了不同供电局的管辖地区, 就会使输电线路的维护工作出现难度, 使各个供电局的维护工作难以有效统一。

(2) 在我国对220kv输电线路进行维护工作的队伍人员主要来自配电网部门, 他们的专业线路维修知识和技能受到一定的限制, 加上我们线路维护工作的行政政策问题, 难以有效实现输电线路管理和维护工作的经验交流, 难以在统一高效的运维制度下进行高水平的维护管理。

3 运维常见问题

在220kv输电线路运行维护中常见的问题主要包括以下几个方面:

3.1 输电导线风偏

由于220kv架空输电线路在恶劣的气候环境下 (如暴风、暴雨、暴雪等) , 加上杆塔的高度较大, 这样输电导线很容易发生风偏现象, 特别其是大转角耐张铁塔, 其输电导线风偏跳闪在塔身与其之间的距离超出一定范围时, 更大大增加了风偏发生几率。

3.2 外力破坏

随着改革开放以来我国经济建设的飞速发展, 城乡基础建设的范围越来越广, 人们对自然资源能源的开采和利用也越来越多。在一些工民建施工中、城乡道路建设以及矿产采矿炸石过程中, 都会对220kv输电线路造成一定的破坏。除了人为外力破坏作用之外, 还有自然外力的破坏, 如台风对输电导线的破坏占到了全部导线故障的一半左右。

3.3 雷击与污闪

由于220kv输电线路的杆塔架设高度较大, 在平常运行中常被雷击, 进而造成输电线路导线断股或者断线, 影响整个输电电路的正常运行。我国220kv输电线路导线运输电能是通过在杆塔上架设双回线路来完成和实现的, 虽然能够使线路的电能输送容量得到较大的提高, 但是在雷击作用下这种线路模式更容易造成跳闸, 影响输电线路的正常运行。另外, 输电线路在长期暴露的环境中运行, 相关的元件以及导线上很容易堆积起各种污染物, 影响了输电导线的绝缘性能。在一些特殊天气和环境中, 一旦输电导线接触水分等, 则会轻易造成污闪跳闸, 甚至造成严重停电事故。

3.4 异物放电及鸟害

在一些特殊的气候环境下, 比如台风和狂风等环境下, 一些地面上的异物杂质会在风力作用下被刮到输电线路的导线或相关的元件上, 容易造成异物放电现象。另外, 鸟类是输电线路受损的另外一个重要原因。鸟类携带而来的异物一旦掉落在输电线路导线上, 则很容易造成线路短路故障。鸟类在输电线路横担上拉出粪便的过程中会瞬间击穿线路空间间隙, 引起线路故障。

4 运维有效措施

4.1 强化专业维护队伍

对输电线路的运行和维护管理工作是一项专业性较强的、较为系统的工作, 应该形成一套全面、科学、高效、合理的一体化管理体系, 对输电线路实行统一的管理, 实现对其优化配置。应该加强输电线路维护队伍的专业技能水平, 能够具备基本的有效抵抗外力灾害损坏输电线路的能力, 还能比较灵活地处理一些抢修应急的工作。在对我国输电线路的运维中, 实行统一标准化管理, 合理分配内部资源, 全面提高运维团队的整体素质。

4.2 防治输电导线风偏

为了有效避免输电线路中导线风偏造成的安全隐患, 应该加强输电线路的防风偏工作。一方面可以通过防风偏支柱加强导线对风偏作用的抵抗作用, 增加导线的承压性能, 减少导线风偏事故, 另一方面, 可以改变输电线路导线的联串方法, 将各种不利的形式替换成V形串, 这样就使绝缘子的抗风力性能得到了很好地改善。

4.3 防治外力破坏

应该加强对输电线路保护的宣传教育工作, 制定相关的处罚措施, 并对违反规定破坏输电线路的行为进行处罚。输电线路的运维管理人员应该做好对导线的实时监督工作, 对于发现可能破坏输电线路的行为, 应该提高做好工作, 进行输电导线的维护工作。应该加强与施工单位的配合, 使施工单位能够切实履行保护输电设备设施的义务。

4.4 防治雷击与污闪

输电导线的运维管理人员应该加强对线路的日常检测和维护工作, 及时更换输电线路中性能下降的输电元件, 如绝缘子, 保证线路的各个装置设备能够满足相关的安全标准。为了避免雷击对输电线路的不利影响, 应该在雷击较频繁发生地带将智能激发可控放电避雷针安装在输电线路中, 从而能够通过先导放电有效降低雷击对导线的影响。

输电线路维护人员应该提高线路绝缘子的绝缘性能, 加强对线路绝缘子的清洁工作, 比如采用硅橡胶作为线路绝缘子的制作材料, 能够很好地防止杂质的污染, 更重要的是它能够形成非常牢靠的不可击穿的结构。输电线路运维人员应该在日常工作中做好清洁去污工作, 通过在线路喷洒清洁液或者在绝缘子外面涂抹防污涂料来有效减少杂质污染对输电线路造成的影响。

4.5 防治鸟害

输电线路运维工作人员应该在输电线路安装一定的防鸟挡板, 尽可能避免鸟类在输电线路上进行活动。同时还应该在鸟害频发地区, 做适当的鸟类清剿工作, 尽最大可能减少鸟类对输电线路的破坏。

5 结语

对我国220kv输电线路的运维管理工作是一项较为系统和专业的工作。运维人员应该加强对线路的日常巡视和管理工作, 了解一些常见的输电线路问题, 建立和健全输电线路运维工作中的危险点档案, 并且能够针对突发情况进行及时、合理的补救, 保证输电电路的安全和稳定运行, 进而保证整个电力系统能够安全、有效、高速地运转。

参考文献

[1]范定志.浅谈220k V输电线路运行维护中应注意的问题[J].科技创业家, 2013 (04) .

[2]王向坤, 董达鹏.提高架空输电线路运行的安全可靠性与经济性[J].科技和产业, 2011 (11) .

[3]万红云.浅析220kv输电线路运行中的运维管理.电力讯息, 2014 (06) (下旬) :65-66.

[4]江涛.220k V输电线路工程设计与施工的探讨[J].广东科技, 2010 (24) .

[5]王建君.浅谈西部地区输电线路运行现状及对策[J].学理, 2011 (34) .

4.220kV源江变电站现场运行规程(220kV线路部分) 篇四

线路施工是一项非常繁琐的工程, 在工程的第一步我们首先要做的就是对桩位进行复核测量, 而且这项工作还关乎到杆位的精准密度问题。一旦发现有任何的不良现象, 要及时的和负责人员进行合理的交流, 将问题有效地解决。

这一步骤具体的包含以下的一下环节, 测量中心杆的高度, 以及角度等事项。提到的这两项工作是这些工作里面非常重要的。施工时应该将方向桩用区别于中心桩的色彩或者手法进行标注, 比方便认清两者, 同时还应该通过桩位附近的一些地表物体对其进行定位, 确保精准度。如果有弃用的, 应该拨出, 这样就避免了施工人员将弃用的当成是合理的进行工作而出现问题的情况。还应该对辅助桩进行额外的加固处理, 合理保护易于损坏的桩, 这样可以降低发生移动的可能性。

2 基础工程

塔杆被埋设到地底下的那些部分我们叫做它的基础。它存在的意义是为了确保塔杆运行的时候不会因为其他的作用而出现沉降或者发生形变等问题。它的优劣, 会直接的关乎到整个线路的运行。在以往的施工中我们常常会发现许多由于施工不当导致危险的情况出现, 比如由于地基出现不合理的沉降现象等。这类原因导致的故障, 非常的难于处理, 而且会耗费大量时间以及人力和物力资源。所以, 将该项施工做好是非常关键的, 在具体开展工作的时候, 应该确保技术过关, 只有这样才可以保证我们的工程达到要求。

施工最频繁使用的基础就是混凝土, 我们进行的时候最好是选择周围环境比较好的地方, 比如有非常充足的石以及水分等。因为转角塔本身的特点, 由于面积比较大, 而且稳定性能非常好, 具有非常强大的上拔力, 所以我们应该合理选用。

认真到施工场地分析附近的岩石问题, 和设计的状况开展合理的比对, 如果在比对的时候发现有比较严重的差异, 此时我们需要认真地对设计进行修正, 接着参考岩石的性质对它的种类加以明确。分清它的种类后, 我们才能选择合理的施工法, 这样就不至于因为选用的措施不当, 而出现很多预想不到的重大问题, 给我们的施工带来很多麻烦, 这点是需要非常注意的一个现象。在挖设基础的时候, 应该首先要确保不影响它的整体性特征, 然后在认真地选取适合的方法进行工作。在工作的时候如果发现有不紧密的情况发生, 比如出现浮土松散问题, 我们不可以忽视, 要合理的对其进行补救工作, 以防影响到我们后续的工作。还应该认真的合适钢筋的规格以及方位等, 确保不会出现重大的事故, 在实际中, 我们不难发现因为不注意方位问题的, 导致施工出现严重失误的现象。

3 基础施工形式

通过上文的描述, 我们了解了基础的一般特性。它可以担负起较高的压力, 杆塔的重量会有效地向附近的地方进行扩散, 这样可以将线路维持稳定。我们通常的施工中常会使用板式或者阶梯等很多的施工方式。在具体工作中, 应该具体情况具体分析的去研究适合本次工作的方法, 以免因为选择不当, 而延误施工或者给工程带来许多不必要的损失等。

3.1 掏挖基础施工

直接将混凝土浇筑在掏挖成型的土坯中, 即可形成掏挖基础。掏挖基础的特点是其承载充分利用了原状土的机剪强度。所以, 我们在实际的进行此项工作的时候, 要认真地遵照尺寸进行, 争取不影响到附近的土壤。当此项工作进行完之后, 为了防止基坑出现过久的外露而出现塌陷问题, 我们通常是需要立刻对其进行灌注工作。而且, 施工的时候我们必须要注意员工的人身和财产的安全, 因为在施工的时候常常会因为不合理操作出现塌陷等问题, 一旦出现这种弊端, 应该立刻停止工作, 以免带来事故。

3.2 阶梯基础施工

阶梯基础具有施工难度小。工艺简单等特点。要注意在开挖施工过程中, 以防降低地基土的承载力, 应尽量避免扰动到基底原状。由于高压输变电线路穿越地区地形地貌复杂, 经常会遇到如较塑状态的粉质粘土等容易塌方的较差土质。此时, 应根据现场具体的土质情况, 合理放坡, 并采用基坑土堆放在离基坑较远处、做好基坑开挖和混凝土浇制过程的排水施工、基坑附近严禁堆土、校核L (基础中心至坡边的距离) 是否满足要求, 是否能按要求降基等基坑支护措施, 以确保施工人员的安全。

4 杆塔施工

杆塔组立分为整体组立和分解组立。分解组立铁塔时, 混凝土坑压强度应达到设计强度的70%:整体立塔时, 混凝土抗压强度应达到设计强度的100%。

4.1 杆塔的起吊方法、起吊设备、绳索规格及起吊的现场布置等必须符合起吊技术措施要求。

4.2 起吊杆塔前要合理选择吊车站位, 防止由于站位不合理造成起立障碍。

5 架线施工

此项工作尤其需要注意的一项要点是交叉跨越。在具体的开展工作以前应该认真地检查此种问题, 比如道路以及建筑和流域等的情况。还应该检查需要的施工器械以及物资等是否充裕。要将跨度较大的情况当成是重中之重进行, 只有按照规定进行合理的调查才能帮助我们做出正确的施工。我们应该参照物体的繁琐状况以及意义, 在进行施工以前和物体的主管方进行合理的交流, 只有得到物体主管方的许可我们才可以施工, 以免因为施工不当给物体到来严重的损毁, 导致影响到它的正常功能的发挥。

5.1 我们最常见到的越线结构有两大类, 一种是单面的, 另一种是相对的。

一般跨越低压配电线路、广播线、通讯线、乡村道路等仅在被跨越物的一侧搭设跨越架。当跨越铁路、公路、多路通讯线、电力线路等复杂的跨越, 应在跨越物的两侧搭设跨越架并封顶。

5.2 在进行工作的过程中, 假如高度高于十五米, 我们先要获得施工方的合理设计得到具体的施工措施之后才可以开展。

5.3 切忌夜晚的时候, 进行紧线施工, 最好是在有充足光线的时候进行, 可以确保工作合理。

施工的时候如果有超过六级的风雪天气或者遇到严重的大雾等, 会对我们的施有非常不利的影响, 此时我们应该停止哦工作, 以免出现损失。在紧线的过程中, 应该认真地阅读相关的文件要求, 保护好杆塔。在工作的时候, 严禁强力对线路进行工作, 这样会使得出现严重的形变, 更有甚者出现坍塌现象, 带来人员伤亡等损失。

6 检修施工

高压输电线路根据巡视、检测、试验所发现的问题, 进行旨在消除缺陷、提高设备完好水平, 预防事故, 保证线路安全运行而开展的工作, 即检修施工。输电线路检修施工工作结事后, 必须查明所有参加线路检修施工的工作人员及材料工具等确认已全部从杆塔、导线发绝缘子上撤下, 然后才能拆除接地线, 拆除接地线后, 即认为线路已有电, 检修施工人员不得再登上杆塔在导线安全距离范围内做任何工作。在清点接地线组数无误并按有关规定交接后, 即可向调度汇报, 联系恢复送电.完成输电线路检修施工任务。

7 结束语

5.220kV源江变电站现场运行规程(220kV线路部分) 篇五

随着计算机技术的发展,以数字信号处理(Digital Signal Processing,DSP)技术,通过专用集成电路芯片,实现对信号处理的220 kV微机型备自投装置得到大量应用,为备自投装置提供了设计和运行上的灵活性。

现今,备自投装置大量应用于220 kV电网系统中,由于备自投装置的设计原理等方面不都能很好地满足现场的要求,以及现场运行管理问题等因素,在主供电源系统发生故障时,还存在备自投装置不能正确动作而引发电网事故的情况。

1 220 kV备自投装置的基本自投方式

2008年东莞供电局在某220 kV变电站加装了南京南瑞UFV-200J型备自投装置。该变电站现有4回电源线(跃新甲线、跃新乙线、黎跃甲线、黎跃乙线),主接线如图1所示。备自投装置主要实现两组电源进线(跃新甲线、跃新乙线为一组,黎跃甲线、黎跃乙线为另一组)的互为备投,以确保该变电站不失压。

该变电站的备自投有3种基本自投方式。

1) 220 kV甲线供1

M母线,乙线供2 M母线,母联断路器分闸。当检测到1 M母线有压,2 M母线失压,乙线无电流(小于定值)时,跳开乙线,并根据乙线故障跳闸前两秒甲、乙线所带负荷大小,对照定值确定是否需切除相应负荷之后,自投母联断路器。

2) 220 kV甲、乙线供1

M母线,丙线供2 M母线,母联断路器分闸。当检测到1 M母线失压,甲、乙线无电流时,跳开甲、乙线断路器,并根据甲、乙线故障前两秒甲、乙、丙线所带负荷量大小,对照定值确定是否需切除相应负荷之后,自投母联断路器。(本方式下,如2 M母线失压、220 kV丙线无电流,要求也能自投母联断路器)

3) 220 kV甲线供1

M、2 M母线(母联断路器合闸),220 kV乙线出线断路器分闸热备用。当检测到1 M、2 M母线失压,甲线无电流时,跳开甲线断路器,并根据甲线故障前两秒所带负荷量大小,对照定值确定是否需切除相应负荷之后,自投220 kV乙线断路器。若同杆双回220 kV线路代替220 kV甲线供1 M、2 M母线,母线失压时,分闸热备用的另一(或同杆双回)线路断路器也应满足自投要求。

2 备自投的逻辑设计

由于现在220 kV变电站的220 kV线路较多,导致备自投实现的动作逻辑和程序非常复杂,同时,由于备自投功能的标准化和规范化工作相对滞后,而且备自投的功能针对性,每个变电站的程序功能和要求都可能有所不同,所以备自投设计的标准化和规范化非常有必要。

2.1 充电条件

220 kV主供线路和备供线路的线路电压均判有压,220 kV主供线路断路器位置在合位,220 kV备供线路断路器位置在分位。备自投装置延时5~8 s后处于充电状态,根据母联断路器在分位或合位判别出运行方式,同时计算各出线线路的功率以及110 kV小电源入网功率。

2.2 启动条件

1) 充电条件满足。

这是备自投装置能启动或动作,并完成全部准备工作的前提。

2) 备用电源确有电压。

只有检测到备用电源线路有压、备自投判断方式正确时,备自装置才允许启动。

3) 工作电源母线失压。

启动备自投装置前,必须进行工作电源无电流检查,以防止电压互感器二次电压断线造成失压,引起备自投误动。

4) 主供电源确实断开。

备自投装置延时启动后都应再跳一次该断路器,并将检查该断路器跳位辅助触点和备用线路有电压作为启动合闸的必要条件,以防止将备用电源投入到故障元件上而扩大事故,加重设备损坏程度。

2.3 动作原则

1) 只允许备自投装置动作一次。当工作电源失压,备自投装置动作后,若继电保护装置再次动作,又将备用电源断开,说明可能存在永久故障。因此,不允许再次投入备用电源,以免多次投入到故障元件上,对系统造成不必要的冲击和更严重的事故。

2) 当有外部闭锁信号或装置判断出异常时,应闭锁备自投功能。

3) 备用电源断路器的跳合闸脉冲应是短脉冲,能在规定的时限内返回动作接点。

4) 备自投装置自投动作时限应尽可能短。这是为了尽量减少因自投时间过长而引起对系统更大的冲击。

5) 当出现母线故障时,应使其母差保护装置加速动作,并闭锁备自投装置,以免事故扩大。

2.4 外部信号闭锁

1) 母差保护动作或断路器失灵保护动作时,闭锁同一电压等级的母线或出线断路器备自投装置的自投功能,并须等到手动复归信号后,装置自投功能才重新开放。

2) 母联或等待自投的线路断路器检修时,装置具有检修闭锁功能,但仅闭锁正在检修断路器的自投功能;

3) 人工闭锁总压板闭锁整套装置出口,拉开总压板时闭锁装置,合上总压板解除闭锁后经短暂延时,功能开放。

4) 手跳信号闭锁,即当手动跳开某一断路器,会导致母线失压,使另一断路器自投。在手动跳开断路器的同时,闭锁有自投功能的断路器的自投功能。

5) 变电站220 kV变压器高频零序保护动作时,闭锁220 kV母联断路器和出线断路器的备自投功能,并须等到手动复归信号后,装置自投功能才重新开放。

2.5 判断出异常时闭锁

1) 装置判断出电压互感器三相断线时闭锁。为了避免运行电源线路发生单相或相间短路过程中误判为电压互感器断线而闭锁,造成备自投拒动,单相或两相电压降低时,装置告警,但不闭锁;当电压互感器三相电压同时降低时,需要加入电流量作为辅助判据,即有电流无电压,延时判电压互感器断线,装置闭锁,在电压恢复正常值后,电压互感器断线闭锁立即(5 ms)解除。

2) 电流互感器回路异常时(3I0大于异常定值)装置闭锁。

3) 装置内部异常时装置闭锁。

4) 运行方式不匹配时,有异常信号输出,并闭锁装置。

2.6 切负荷方法

为了简化装置的外回路接线,一般装置不再接入可切负荷线路的电气量,装置在进行备投前,根据需切的负荷量Pq,可以从110 kV切负荷出口通过定值整定。出口时,结合110 kV负荷线路的允切压板控制输出,切除负荷。Ps1、Ps2、Ps3、Ps4分别是装置整定的切负荷量。

2.7 逻辑判断功能

针对黎跃甲、乙线的备自投装置的动作程序逻辑判断框图如图2所示。图中各模拟量说明如下:UD3A、UD4A为黎跃甲、乙线的A相电压;U3、U4为黎跃甲、乙线切换后三相母线电压的平均值;US1为有压判断定值;P1、P2为备自投启动前跃新甲、乙线功率;P3、P4为备自投启动前黎跃甲、乙线功率;P5为110 kV小电源入网功率。

3 备自投装置存在的问题及解决方法

1) 装置出口继电器在启动后的5 s内始终处于闭合动作状态,无延时返回功能。从程序动作逻辑分析可以看出,某线路断路器备自投合闸后,因线路无压而动作跳闸,则跳、合闸同时动作,如果此时断路器防跳继电器失灵,或者操作箱防跳继电器损坏,将使得断路器发生“跳跃”的可能。对于图2所示逻辑图,当备自投启动,黎跃甲、乙线线路电压UD3A、UD4A均有压时,进行备投两路备供线路,进一步确认黎跃甲线断路器QF3是否合位和黎跃甲线母线切换后电压是否有压。如果此时判断黎跃甲线母线切换后电压无压,则跳开黎跃甲线QF3,那么此时装置出口合黎跃甲线QF3继电器和跳黎跃甲线QF3继电器的接点同时闭合。由于装置的跳、合闸回路是直接接入该线路保护的操作箱的,发生跳、合闸接点同时动作时,操作箱或断路器机构必需有一套防跳装置,防止因跳、合闸脉冲导致断路器的“跳跃”动作,如果在运行过程中,防跳装置发生问题,当备自投动作时将导致该断路器的“跳跃”动作,将严重损害断路器。

对此,应将备自投动作启动逻辑和跳、合闸逻辑程序相对独立,跳、合闸命令应该改为脉冲信号,出口继电器应能瞬时返回,在动作150~200 ms后立即返回。但实际中,由于硬件装置本身设计的限制,厂家无法实现动作启动逻辑和跳、合闸逻辑程序独立,除非厂家重新设计硬件部分。

2) 程序动作逻辑过于复杂,判断电气量的逻辑过多,尤其是备自投双回线路。例如逻辑图2中,在满足启动条件启动后,当黎跃甲、乙线线路电压UD3A、UD4A均有压时,首先进行切负荷计算并同时备投两路备供线路,再进一步确认黎跃甲线QF3是否合上,进而检测黎跃甲线母线切换后三相电压U3A,U3B,U3C是否有压,若上述任何一个条件不满足,则认为备投该线路不成功,同时跳开该线路断路器,然后再用同样的方法去检测黎跃乙线。

关于逻辑的复杂性,鉴于后一部分通过判别母线电压失压跳断路器的重要程度和作用的地位较为次要,可以考虑取消该部分逻辑,以此达到简化逻辑流程。如果调度运行方式复杂或考虑设备运行的可靠性,需要具有自投后母线电压失压跳开关的功能,则仍需要保留此部分逻辑功能。在本站的逻辑中选择了保留母线失压跳断路器的功能。

3) 110 kV线路对于旁路断路器代运行的情况下,无法实现联切负荷功能。这可能导致备自投动作,无法按所需切除负荷量,使系统过载。例如当某一条110 kV线路因断路器检修或其他原因用旁路断路器代操作,此时,备自投逻辑无法获取该110 kV线路被替代的信息,当备自投动作后,按照切负荷逻辑进行切负荷,依然去切除被替代的110 kV线路断路器,并且不去切除110 kV旁路断路器,这将导致无法按需切除负荷量,而且旁路断路器依然运行,导致过载。但是同时考虑到,因220 kV变电站的110 kV线路较多,如果增加110 kV线路旁路断路器代运行功能,对于装置的软硬件设计要求提高了很多。

因设计110 kV线路旁路断路器代运行逻辑,需要增加的电气量和动作次数量非常大,复杂性提高很多,成本增加很多,考虑到在220 kV系统中110 kV线路较为次要,所以,可以不考虑110 kV旁路断路器代切负荷功能。当然因此也增加了运行安全的风险系数,综合考虑各种因素,220 kV备自投暂不考虑设计110 kV线路旁路断路器代运行逻辑。

4) 无法判断线路是否处于冷备用线检修设备。现有备自投装置动作逻辑判别时仅仅靠各个断路器的合位开入作为依据,在设备进行检修或处于冷备用状态时,必须投入该断路器的“检修压板”,否则备自投装置将判别错误,导致错误动作。

对此,备自投装置逻辑在判别运行方式时,考虑不仅仅用断路器的位置来判别,同时增加线路、母线的切换后电压作为一个判据,即以位置和母线切换后是否有电压来判别线路是否在正常运行状态。例如母线切换后无电压,则表明该线路的挂1 M,2M母线的刀闸在分闸状态,说明该线路不能参与备自投逻辑。这种对装置程序逻辑的修改要通过厂家来修改。

4 结语